Рассмотрены причины аварийности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов. Предложена методика определения аварийных потерь нефти при повреждении тела трубы разветвленного нефтепровода. Разработан алгоритм определения распределения расходов нефти по веткам разветвленного нефтепровода в месте подключения лупинга. Выполнены многовариантные расчеты аварийных потерь нефти для существующего нефтепровода. Расчетным путем установлена зависимость потери нефти от площади повреждения трубопровода. Выполнен сравнительный анализ потерь нефти в случае аварии в зависимости от схемы работы разветвленного нефтепровода.
Нефтетранспортная система России находится в эксплуатации ОАО «АК "Транснефть"», которая включает 70 тыс. км магистральных трубопроводов, более 500 насосных станций, компания транспортирует 93 % добываемой в России нефти.
Существующая система нефтепроводов находится в эксплуатации в среднем от 20 до 48 лет (в зависимости от срока введения в действие ее составляющих).
За время эксплуатации значительная часть магистральных нефтепроводов и технологического оборудования исчерпала свой ресурс, неоднократно подлежала текущему и капитальному ремонту и морально устарела [1]. Это приводит к возникновению различного рода аварийных ситуаций, включая повреждения линейной части и утечек нефти.
Основными причинами аварий на нефтепроводах являются:
Ø внешние физические (силовые) действия на трубопроводы, включая случаи несанкционированной врезки;
Ø нарушение норм и правил проведения работ при строительстве и ремонте, отклонения от проектных решений;
Ø коррозионные повреждения труб, запорной и регулирующей арматуры;
Ø нарушение технических условий при изготовлении труб и оборудования;
Ø ошибочные действия эксплуатационного и ремонтного персонала.
Эксплуатация магистральных нефтепроводов характеризуется наличием горючей жидкости под высоким давлением и в больших количествах, которая в случае нарушения герметичности может разливаться, распространяясь на большой площади. Особенно опасными при этом являются нефтепроводы, расположенные на высоких точках местности (существует опасность свободного растекания продукта в низины), а также вблизи рек, водоемов, железных дорог, шоссейных дорог и других коммуникаций.
Значительные сроки эксплуатации нефтепроводов и объектов нефтетранспортной системы требуют вложения значительных средств для повышения их надежности и поддержания в исправном техническом состоянии. Так, например, 20 января 2010 года в 30 км от города Ленска из-за прорыва трубы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) произошла утечка 450 м³ нефти, которые вылились на грунт [2]. Площадь загрязнения составила 20 тысяч квадратных метров [2].
Анализируя вышеприведенные факты аварийных повреждений нефтепроводов, наблюдаем четкую картину причин аварийности трубопроводного транспорта жидких энергоносителей, а именно:
Ø разгерметизация нефтепровода вследствие имеющихся дефектов тела трубы (трещин, свищей), нарушения гидродинамических аспектов эксплуатации нефтетранспортных коммуникаций.
Повышение надежности эксплуатации объектов нефтепроводов для обеспечения нормального безаварийного функционирования нефтепроводной системы является достаточно актуальным вопросом для производственной практики. В этом контексте крайне важное значение приобретает гидродинамическая методология определения аварийных потерь нефти.
Анализ последних исследований в направлении трубопроводного транспорта высоковязких и парафинистых нефтей [3], а также в направлении исследования аварийности нефтепропроводов [2] указал на отсутствие методик прогнозирования потерь высоковязкой нефти при их транспортировке, особенно в разветвленной системе нефтепроводов.
Авторами статьи разработана методика прогнозирования аварийных потерь нефти в разветвленных нефтепроводах, которая позволяет оценить объемы утечек нефти при повреждении линейной части. Эта методика является целью приведенных в статье исследований.
При аварийных процессах в современной методологической практике трубопроводного транспорта важной задачей является определение суммарного объема потерь нефти до и после закрытия запорной линейной арматуры на линейной части нефтепровода [2]
Vс =Vн +Vз. (1)
После закрытия задвижек средние потери нефти равны ее объему в нефтепроводе между двумя линейными задвижками, отсекающими аварийный участок. Объем нефти, который следует после закрытия задвижек, определяется по формуле:
0,083 10 6 2 з р V = × - ×p × D × L, (2)
где D – внутренний диаметр нефтепровода, м;
Lр – длина участка нефтепровода между двумя засовами, м.
До момента закрытия задвижек потери нефти проходит под давлением, близким к рабочему. Аварийные потери нефти будут пропорциональны отрезку времени между моментом возникновения аварии и моментом выявления ее диспетчером:
Vн = Q× t у, (3)
где tу – время, предусмотренное нормами проектирования на закрытие задвижек, tу = 15 мин.
Объемный расход нефти через повреждения в трубопроводе определяется по формуле максимального вытекания жидкости через отверстие, эквивалентный площади дефекта в стенке трубы:
Q =m × S × 2× g ×H, (4)
где m – коэффициент расхода нефти через дефект в стенке трубы (с учетом сопротивления грунта m = 0,15) [3];
S – площадь поперечного сечения дефектного отверстия;
g – ускорение свободного падения;
Н – напор в нефтепроводе на расстоянии х от его начала.
Для расчета расхода нефти через дефект в стенке трубы необходимо знать ее напор в месте повреждения:
H = H ст - h, (5)
где h – потери напора на участке нефтепровода от его начала до места аварии.
Для нефтепроводов потери напора на трение определяются путем выполнения гидравлического расчета участка трубопровода до места аварии. Если же рассматриваются неизотермические нефтепроводы, то для определения указанного параметра выполняют теплогидравлический расчет нефтепровода.
Рассмотрим нефтепровод «Тайшет – Сковородино» с использованием двух лупингов двух вставок согласно расчетным схемам, изображенным на рисунке 1.
Предположим, что в нефтепроводе «Тайшет – Сковородино» протяженностью 2694 км при перекачке нефти с некоторым массовым расходом на расстоянии до первого пункта х = 30 км от начала нефтепровода произошла аварийная ситуация, сопровождаемая аварийными потерями нефти.
При расчете нефтепровода согласно схемам 1 и 2 (рис. 1) возникает потребность в определении расхода нефти в лупинге и магистрали.
Для параллельных участков нефтепровода, при условии, что диаметры магистрали и лупинга одинаковые:
Имея распределение расходов нефти, можем начать теплогидравлический расчет нефтепровода. Для этого определяем углубление трубопровода к оси трубы. Для труб диаметром до 1000 мм,
Для нахождения значений температуры нефти в конце каждого из этих p отрезков определяется расчетный комплекс:
Для расчета потерь напора на отрезке длиной L необходимо найти среднеинтегральное значение вязкости нефти на участках длиной l.
Вычисляем среднюю температуру нефти в нефтепроводе по формулам
Приведем пример расчета для нефтепровода «Тайшет – Сковородино» при использовании лупинга, подключенного по схеме 1 (рис. 2).
Определим углубление трубопровода основной магистрали к оси трубы по формуле (10):
Температура нефти в конце каждой из четырех участков:
tk1 = 3 + (75-3)·0,9361 = 70,4 ºC;
tk2 = 3 + (75-3)·0,93612 = 66,1 ºC;
tk3 = 3 + (75-3)·0,93613 = 62,0 ºC;
tk4 = 3 + (75-3)·0,93614 = 58,3 ºC.
Определяется кинематическая вязкостью нефти в конце каждого отрезка длиной l’:
Для расчета потерь напора на отрезке длиной L необходимо найти среднеинтегральное значение вязкости нефти на участках длиной l.
Для этого используем формулу Симпсона (19):
Определяем потери напора на трение по длине первого отрезка длиной l с учетом потерь напора в местных сопротивлениях (2% от потерь напора на трение), применяется формула (26):
Расчеты для второго отрезка магистрали, а также потери напора на трение в лупинге длиной 6,6 км выполняются аналогичным образом. Результаты показаны в таблице 1.
Таким образом, потери напора на нефтепроводе к месту аварии составляют 220,1 м. С учетом разницы геодезических отметок место аварии и начала нефтепровода потери составят:
h = 220,1 – 92 = 128,1 м.
Напор нефти в месте аварии составит:
H = 166,5 – 128,1 = 38,4 м.
Найдем объемный расход нефти вследствие повреждения нефтепровода. Площадь дефекта в стенке трубы составляет 8 · 10-3 м2 (дефект диаметром 100 мм):
Потери нефти перед закрытием задвижек определяются:
Vн = 0,033 · 15· 60 = 29,7 м3.
Место аварии, согласно схеме 1, находится на лупинге между задвижками данного нефтепровода. Длина лупинга между этими задвижками составляет 8,2 км. Объем нефти, который вытекает после закрытия задвижек, составляет:
Vз = 0,083 · 10-6 · π · 0,5142 · 8200 = 5,6 · 10-4 м3.
Эти потери очень малы по сравнению с потерями перед закрытием задвижек, поэтому общие аварийные потери нефти в результате образования дефекта площадью 8·10-3 на 30-м км трассы нефтепровода «Тайшет – Сковородино» составят:
Vc = Vн = 29,7 м3 .
Аналогичным образом определены потери нефти при аварии на 30-м километре трассы нефтепровода при площади дефектного отверстия 8 · 10-3 м для остальных двух схем 3 и 4 (рис. 3).
Для проведения расчета аварийных потерь парафинистой нефти по нефтепроводу «Тайшет – Сковородино» необходимо учитывать гидродинамические характеристики нефтепровода с учетом температурного режима его работы. Поэтому для определения объемов потерь нефти при аварийной ситуации на нефтепроводе «Тайшет – Сковородино» при использовании лупингов и вставок применяется программа, которая позволяет вычислить аварийные потери нефти при повреждении целостности или полном разрушении одной из участков нефтепровода.
Входные данные и результаты расчета для нефтепровода «Тайшет – Сковородино», согласно схеме 1, приведены в таблицах 1 и 2.
Использованное программное обеспечение позволяет быстро оценить потери нефти при аварии в зависимости от площади разрушения стенки трубы, поэтому достаточно эффективно может быть применено в производственной практике с целью определения аварийных потерь нефти.
Для исследования зависимости аварийного объема нефти от площади разрушения тела трубы проведены многовариантные расчеты для рассмотренных схем работы нефтепровода «Тайшет – Сковородино». Результаты этих расчетов приведены в таблице 3.
По результатам таблицы 3 построены графические зависимости аварийных потерь нефти от площади повреждения трубы, изображенные на рисунках 4, 5, 6,7.
Выводы
Результаты расчетов свидетельствуют, что объем аварийных потерь нефти зависит от площади повреждения тела трубы, расхода нефти в трубопроводе, режима его работы, а также схемы работы линейной части магистрального нефтепровода. Зависимость аварийных потерь от площади повреждения тела трубы является прямопропорциональной.
Наименьшие потери нефти наблюдаются при включении в схему лупингов. Кроме того, такая комбинация работы сложной гидравлической сети обеспечивает высокую надежность ее работы, так как поврежденный участок при аварии отключается без остановки процесса перекачки нефти.
Задачей последующих исследований является совершенствование методики прогнозирования аварийных потерь нефти для расчета более сложных разветвленных нефтепроводов, а также программного обеспечения для выполнения таких расчетов.
Литература
1. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Молекулярные механизмы вязкости жидкости и газа М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. С. 59 с.
2. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах: Серия 27. Выпуск 1 / Колл. авт. – 2-е изд., испр. – М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002.
3. РД 39-30-598-81. Методическое руководство по составлению регламента технологического режима эксплуатации нефтепровода. – Введ. 19.10.1981/ С. 39 с.
4. Федоров П.В., Некучаев В.О., Челинцев С.Н. О методике определения реологических свойств высоковязких нефтей //Трубопроводный транспорт. 2010. № 6. С.2-4.
